статья по теме. Повышение эффективности электроснабжения в изолированных энергосистемах, на примере Западного энергорайона Республики Саха (Якутия) удк 332. 146. 2 621. 311. 162
 Скачать 321.1 Kb.
|
|
Повышение эффективности электроснабжения в изолированных энергосистемах, на примере Западного энергорайона Республики Саха (Якутия) УДК 332.146.2:621.311.162 В настоящее время, в России рынок электроэнергии разбит по трем ценовым зонам.  Всем субъектам электроэнергетики, находящимся на территориях регионов, объединенных в ценовые и неценовые зоны оптового рынка, предоставляется право осуществлять деятельность по купле-продаже электрической энергии и мощности на оптовом рынке. Первая ценовая зона включает в себя территории европейской части России и Урала, вторая — территорию Сибири. Такое разделение обусловлено рядом причин и прежде всего различными технологиями, применяемыми системным оператором (СО) при планировании и ведении режима, поскольку состав генерирующего оборудования в ценовых зонах отличается, и существуют сетевые ограничения на переток активной мощности из одной ценовой зоны в другую. В ценовых зонах оптового рынка купля-продажа электрической энергии и мощности в основном осуществляется по свободным (нерегулируемым) ценам. В неценовых зонах, охватывающих территории Дальнего Востока, Республику Коми, Архангельскую и Калининградскую области, сохраняются регулируемые отношения, поскольку не представляется возможным сформировать конкурентную среду при монопольном положении отдельных участников оптового рынка и наличии ограничений на переток активной мощности в ценовую зону (слабые электрические связи). [3] Однако, существует еще и четвертая зона, это изолированные энергосистемы, не имеющие электрические связи между станциями внутри региона, с соседними региональными энергосистемами и с единой национальной электрической сетью России (ЕНЭС). Таковыми являются практически все дальневосточные регионы. Если, в первой и во второй ценовой зоне за счет существующих связей и конкурентного рынка между источниками генерации, системным оператором можно ввести в работу системы более эффективные электростанции и регулировать режимами, то в изолированных энергосистемах повышения эффективности работы единичных электростанций можно добиться только за счет оптимальной нагрузки генераторов за счет управления нагрузки потребителей. Основной проблемой для выбора и регулирования оптимального режима генераторов является волатильность нагрузок у потребителя. Она зависит от сезона года, дня и ночи, пиковых и полупиковых часов нагрузок в течение дня. В тоже время, нагрузки делятся на базисный режим электростанции – режим работы электростанции с заданной практически постоянной мощностью в течение установленного интервала времени и маневренный режим - режим работы электростанции с переменной мощностью в течение установленного интервала времени в пиковые часы. ГОСТ 19431—84. Поэтому для повышения эффективности работы электростанции необходимо подобрать оптимальный базисный режим. На территории с децентрализованным электроснабжением (электроснабжение потребителя от источника, не имеющего связи с энергетической системой) это можно осуществить только за счет подбора оптимального режима нагрузок у потребителя. Такие необходимости возникают на станциях с избыточной (невостребованной) мощностью, например «Каскад Вилюйских ГЭС им. Е. Н. Батенчука» (ГЭС-I и ГЭС- II) и Светлинская ГЭС (Вилюйская ГЭС-III) в Западном энергорайоне Республики Саха (Якутия). Общая характеристика Западного энергорайона Республики Саха (Якутия) Западный энергорайон (установленная мощность на 01.01.2018 с учетом резервных электростанций ПАО «Якутскэнерго» и ПАО «Транснефть» составляет 984,205 МВт) объединяет Айхало-Удачнинский, Мирнинский, Ленский промышленные узлы, группу вилюйских сельскохозяйственных улусов (районов) и Олекминский район. Основным источником электроснабжения потребителей Западного энергорайона является Каскад Вилюйских ГЭС-1,2 установленной мощностью 680 МВт. Светлинская ГЭС (ОАО «Вилюйская ГЭС-3») установленной мощностью 277,5 МВт введена в эксплуатацию в 2008 г. В настоящее время на ГЭС установлено три из четырех предусмотренных проектом гидроагрегатов. Ввод 4-ого гидроагрегата откладывается в связи с отсутствием спроса на электрическую энергию. Проектная мощность станции составляет 360 МВт. Западный и Южно-Якутский энергорайоны имеют электрическую связь по ВЛ 220 кВ Олекминск – НПС 15 № 1 с отпайкой на ПС НПС-14 и ВЛ 220 кВ Олекминск – НПС 15 № 2 с отпайкой на ПС НПС-14. В настоящее время Западный энергорайон работает изолированно. Кроме того, на территории Западного энергорайона изолированно функционируют электростанции ОАО «Сургутнефтегаз» (Талаканская ГТЭС, ГПЭС и ДЭС) суммарной установленной мощностью 176,8 МВт. Талаканская ГТЭС, помимо электроснабжения Талаканского НГКМ, в 2016 г. осуществляла электроснабжение объекта нефтепровода ВСТО (НПС-10) по двум одноцепным ВЛ 110 кВ. По имеющимся инвестиционным программам сетевых организаций и ОАО «Сургутнефтегаз» и «Схеме и программе развития электроэнергетики Российской Федерации на 2017-2023 годы» присоединение Талаканской ГТЭС и сетей Талаканского месторождения к сетям ЕНЭС не планируется. В 2016 г. введена в эксплуатацию ВЛ 110 кВ (в габ.220) Пеледуй – Полюс, предназначенная для передачи электрической энергии и мощности золотодобывающим предприятиям Бодайбинского района Иркутской области от сетей Западного энергорайона республики. Согласно действующей заявке на присоединение, поданной ЗАО «Витимэнерго», предусматривается передача до 51 МВт электрической мощности. В 2017 году для электроснабжения объектов ВСТО введены ВЛ 220 кВ Пеледуй – НПС-9 с ПС 220 кВ НПС-9 и ВЛ 220 кВ НПС-9 – НПС-8 с ПС 220 кВ НПС-8. Особенностью Западного энергорайона является специализация промышленности фактически на одной отрасли – алмазодобыче. Крупнейшим потребителем электроэнергии выступают предприятия АК «АЛРОСА» (ПАО), доля которых составляет около 60% от общего электропотребления Западного энергорайона. Вследствие этого изменение электропотребления АК «АЛРОСА» (ПАО) оказывает значительное влияние на динамику электропотребления всего Западного энергорайона. Динамика электропотребления и максимума нагрузки в Западном энергорайоне за 2012-2017 гг. приведена в таблице 2.4.1. Таблица 2.4.1 – Динамика максимальных нагрузок и электропотребления в Западном энергорайоне  Источник: Данные Филиала АО «СО ЕЭС» Якутское РДУ (приложение 2.11) В период 2012-2015 гг. в Западном энергорайоне наблюдалась тенденция небольшого роста как максимума нагрузки (рисунок 2.4.1 а), так и электропотребления (рисунок 2.4.1 б). В 2016-2017 гг. и максимум нагрузки, и электропотребление снижались. Рисунок 2.4.1 – Изменение годового максимума нагрузки (а, МВт) и объема электропотребления (б, млн кВт·ч) в Западном энергорайоне  Балансы мощности и электроэнергии Западного энергорайона за отчетный период приведены в таблицах 2.10.2 и 2.10.3 соответственно. В период с 2012 по 2017 гг. Западный энергорайон оставался избыточным по электрической мощности. Мирнинская ГРЭС до 2017 находилась в холодном резерве, выведена из эксплуатации с 01.11.2017. Таблица 2.10.2 – Балансы мощности Западного энергорайона на собственный час максимума, МВт  Таблица 2.10.3 – Балансы электроэнергии Западного энергорайона, млн. кВт·ч  На основании вышеизложенного сделан вывод, что резерв в Западном энергорайоне, при пиковых (максимальных) нагрузках составляет 238 МВт мощности или 966 млн. кВт•ч электроэнергии, то есть, 24% мощности и энергии, возможных к выдаче электростанциями не востребованы. КИУМ (коэффициент использования установленной мощности) составляет всего 0,75. При этом, в 2016 и 2017 годах наблюдается снижение электропотребления (табл. 2.4.1) на 0,93 и 0,53% соответственно. По данным статистики, рентабельность проданных товаров в сфере производства и распределения электроэнергии, газа и воды в рассматриваемом периоде (2012-2017) является отрицательным (нерентабельным), в 2015 году составила -12%, при объёме электропотребления 2994 млн кВт•ч, а в последующие годы составила -2,7% и -13,1% соответственно (табл.2.4.1., рис. 2.4.1. «б»). Данная закономерность зависимости объема выработки электроэнергии и рентабельности проданных товаров очевидны. Для оздоровления финансовой ситуации энергокомпаний в данном, изолированном энергорайоне, необходимо повысить КИУМ (коэффициент использования установленной мощности), потенциал которого составляет 25%. Предложения по повышению КИУМ в Западном энергорайоне Республики Саха (Якутия) Для повышения КИУМ на станциях с избыточной (невостребованной) мощностью «Каскад Вилюйских ГЭС им. Е. Н. Батенчука» (ГЭС-I и ГЭС- II) и Светлинская ГЭС (Вилюйская ГЭС-III) в Западном энергорайоне Республики Саха (Якутия) необходимо определить надежного и постоянного потребителя. При этом, возникает необходимость повышения заинтересованности потребителя в электрической энергии. Для повышения заинтересованности предлагается: 1. Перевод на электроотопление жилых, социальных, бытовых и производственных помещений, за счет замещения угольных и дровяных котлов. 2. Снизить отпускной тариф на электрическую энергию для потребителей с приборами электроотопления, с отдельным прибором учета. 3. Создать взаимовыгодные условия для образования потребителей-регуляторов нагрузки (потребитель электрической энергии или тепла, режим работы которого предусматривает возможность ограничения электропотребления или теплопотребления в часы максимума для выравнивания графика нагрузки энергетической системы или электростанции и увеличения нагрузки в часы минимума). Такие выводы были сделаны при разработке бизнес-плана (технико-экономического обоснования) «Технико-экономический сравнительный анализ вариантов теплоснабжения на примере сел Тосу и Староватово Вилюйского улуса Республики Саха (Якутия). Были проведены расчеты реальных вариантов замещения топлива используемых на получение тепловой энергии, на объектах потребителей, в том числе газификация территории (обеспечение природным газом посредством доставки по трубопроводам), применение продуктов переработки природного газа СПГ и СУГ, и перевод на электроотопление. По результатам полученных данных сделан вывод, что более эффективным в данной территории (Западный энергорайон), по показателям капиталовложения, срока окупаемости и эксплуатационным затратам (себестоимости товарной продукции) является перевод на электроотопление объектов жизнедеятельности населения муниципальных образований. Сравнительный анализ вариантов теплоснабжения
Сравнительные расчеты себестоимости выработки тепловой энергии с существующим вариантом, и при варианте перевода на электроотопление.
Предложение по выбору типа приборов электроотопления Индуктивно-кондуктивные нагреватели (ИКН) практически по всем параметрам, включая: технологию сборки, монтажа и эксплуатацию, электробезопасность и экологическую чистоту, стоимость и окупаемость, срок службы и надежность, превосходят многие технологии получения тепловой энергии из электрической энергии. Также, данные нагреватели (ИКН), в силу своих конструктивных особенностей, таких как, малые размеры при достаточно высоких мощностях и простотой в монтаже, могут конкурировать с иными технологиями при переводе объектов на электроотоплнение, без внесения глобальных изменений в схеме теплопередачи, где присутствует классическая система передачи тепловой энергии жидкими теплоносителями. В местностях с децентрализованным (изолированным или автономным) электроснабжением при переходе на электрическое отопление, данная технология выработки тепловой энергии (ИКН), вместо угольного или дровяного котла, может стать весьма эффективным, в силу приведенных выше достоинств. С другой стороны, это важно по обеспечению энергетической безопасности. При установке ИКН в существующих объектах выработки тепловой энергии без демонтажа котлов на твердом или жидком топливе, при переводе их в резервное состояние, обеспечивается надежность теплоснабжения при продолжительных перерывах электроснабжения объектов, что актуально в экстремальных условиях севера страны. Для частного сектора с печным отоплением и вновь вводимых объектах, по проекту, возможно применение автономных приборов различного типа и эффективности по конкретным условиям. Риски и потенциал Западного энергорайона при повышении электропотребления Риском является возможность резкого снижения уровня воды в водохранилище, из-за климатических условий. Однако, средне-многолетний уровень воды, за 40 лет эксплуатации ГЭС остается на нормативном уровне. Вторым риском является реализация и ввод энергоемких проектов в Западном энергорайоне, которые из-за отсутствия потенциальных инвесторов не реализованы. Третьим, задержка строительства линии электропередачи ВЛ-220кВ «Сунтар-Нюрба» с ПС 220кВ «Нюрба» (не создается возможность передачи мощности необходимой для реализации перевода на электроотопление Нюрбинского, Вилюйского, Верхневилюйского улусов). Четвертым, является отсутствие инвестиций для реализации программ развития распределительных электросетей (строительство и реконструкция распределительных сетей муниципальных образований с учетом ввода электроотопления). Потенциал увеличения мощности каскада Вилюйских ГЭС составляет: - Ввод четвертого гидроагрегата Светлинской ГЭС, то есть доведение до проектной мощности 360 МВт. (2017 году электростанциями Западного энергорайона было выработано 3003 млн. кВтч электроэнергии, при этом потенциально возможная выработка электростанций района в настоящее время оценивается в 3969 млн. кВтч, а при вводе на полную мощность Светлинской ГЭС – в 4 180 млн. кВтч.); - Перемаркировка, или изменение параметров колес турбин ГЭС-I в 1991 году позволило увеличить мощность агрегатов на 13%. Реконструкция остальных станций каскада Вилюйских ГЭС, также возможна с применением современных инновационных технологий для повышения эффективности станций. («Мощность ГЭС должны выбираться при максимально возможном напоре воды с учетом знаний современной науки и техники. Подъем отметки водохранилища Вилюйских ГЭС - 1 и 2 позволило снизить стоимость 1 кВт дополнительной мощности в 40 раз, по сравнению с первоначальными удельными капвложениями, что оформлено перемаркировкой ГЭС – 1. А фактическое снижение стоимости энергии еще больше, если перемаркировать ГЭС - 2.» Предложение строителя-директора «Каскада Вилюйских ГЭС им. Е. Н. Батенчука» (ГЭС-I и ГЭС- II) Медведева Б.А.). - -  Литература ГОСТ 19431-84 Энергетика и электрификация. Термины и определения. Power and electrification. Terms and definition. https://ru.wikipedia.org/wiki/Вилюйская_ГЭС https://ru.wikipedia.org/wiki/Светлинская_ГЭС |